稠油油藏封堵技术的应用

稠油油藏封堵技术的应用

刘亮亮1   陈刚2   胡宇琛1

1克拉玛依市红都有限责任公司  新疆 克拉玛依 834000

2新疆油田公司应急抢险救援中心（工程技术公司）新疆 克拉玛依 834000

摘要：稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期，采用直井+水平井组合井网驱泄模式(VHSD)是稠油老区接替开发的有效方式。由于稠油老区普遍存在隔夹层展布、压力系数低、汽窜通道发育等问题，接替开发效果优势不明显，对封堵造成了一定的影响，常用的凝胶封堵剂普遍存在耐温性较差的问题。针对以上问题，本次研制的YH-2型耐高温凝胶堵剂满足耐温耐压，并在现场施工运用取得一定的效果。

关键词：封堵扩容；耐高温凝胶堵剂；稠油油藏；VHSD

在新疆油田浅层稠油资源丰富，是我国优质环烷基稠油的重要生产基地。截止2020年底，新疆浅层稠油累计探明地质储量达到5.81x108t，累计生产优质环烷基稠油1.05x108t。其中普通稠油、特稠油油藏经过10余轮次直井蒸汽吞吐开采，已进入开发中后期，平均采出程度20.7%，呈现出采收率低、日产油水平低、油汽比低、周期产油递减快等问题，亟需转变开发方式，接替开发此类稠油老区油藏，进一步提高采收率。

近年来，新疆、辽河、河南等油田通过借鉴稠油双水平井SAGD开发技术，探索采用直-平组合(VHSD)接替开发稠油注蒸汽后老区油藏。VHSD技术是通过在前期直井吞吐井网间加密水平井，多口直井与1口水平井组合形成一个VHSD井组，一般8～10口注汽直并对应1口生产水平井，蒸汽吞吐预热建立热连通后，形成多口直井注汽、水平井采油的驱泄复合模式开发稠油老区油藏。但相比原始储层，稠油老区VHSD开发中面临汽窜优势通道发育、地层亏空体积大、压力系数低等问题，对接替开发造成较大影响，主要表现出蒸汽窜流严重、利用率低、水平井动用程度低。统计新疆X试验区29对VHSD井组水平井水平段动用情况，动用程度低于80%的井占比达到41.4%，有必要采取有效技术手段，改善开发效果。

分析认为储层隔夹层广泛展布，非均质性强，汽窜通道发育，导致部分直井与水平井间强连通，而部分井难以建立有效连通，因此提出稠油油藏注蒸汽后VHSD井组封堵+扩容改造技术。技术思路是首先封堵井间高渗窜流通道，然后利用地质力学扩容机理，通过注液高压扩容改造低渗段，从而使直井-水平井间形成一个相对均衡的垂直扩容区，提高未动用区蒸汽波及程度，从而改善生产效果。但封堵技术需考虑堵剂的耐温性及有效期，本次研究的耐高温凝胶堵剂可以为类似油藏的封堵给予一定的指导和借鉴作用。

1.室内试验

1.1试验原料、仪器及条件

试验药剂：高聚物、交联剂F、稳定剂、促胶剂、助剂（耐高温）

试验仪器：高温烘箱、电子天平、搅拌器、烧杯、玻璃棒、高温试剂瓶

具体步骤：（1）清水配制1%的高聚物母液待用

（2）清水配制5%的交联剂F、稳定剂、促胶剂、助剂待用

试验环境：150℃烘箱

1.2试验方法

正交试验法 （确定高聚物的浓度：0.4%、助剂的浓度：0.05%）

表1  设计因素水平表

1.3正交试验结果

表2  三因素三水平正交试验结果

（针入度：将玻璃棒垂直浸入凝胶试剂瓶中，测得玻璃棒浸入部分的长度。）

1.4正交试验计算值

1.4.1影响初凝时间的因素计算值

表3  因素计算结果①

由表3可看出，影响初凝时间R1值18.3＞3.4＞1.6，即影响初凝时间的主要因素为交联剂F的浓度。

1.4.2影响终凝时间的因素计算值

表4  因素计算结果②

由表4可看出，影响终凝时间R2值20＞10=10，即影响终凝时间的主要因素为稳定剂与促胶剂的浓度。

1.4.3影响胶体强度的因素计算值

表5  因素计算结果③

由表5可以看出，影响强度的值越小，强度越高。因此判断R3值以最小为主要影响因素，影响终凝时间R值0.84＜1.23＜2.13，即影响堵剂强度的主要因素为稳定剂。

1.5 正交试验小结

通过三因素三水平正交试验得出：影响初凝时间的主要因素为交联剂F的浓度，影响终凝时间的主要因素为促胶剂与稳定剂的浓度，影响堵剂强度的主要因素为稳定剂的浓度。

下步试验目的为，根据正交试验得出的影响因子结论，在150℃环境下调整体系配方，观察是否能提高强凝胶稳定性。

1.6 调整体系配方试验结果

在原体系配方（聚合物+酚醛交联剂+稳定剂+促胶剂）基础上添加耐高温稳定剂以及增强剂进行试验，在150℃环境下进行试验。

表6 调整体系配方试验结果

(备注：强度达到中强胶4h后变为弱凝胶)

结果如表6，最终选出配方为0.4% 高聚物+0.32% 交联剂F+0.12% 稳定剂+0.35% 促胶剂+0.05% 耐高温稳定剂，其在150℃环境下固化时长为50-120min，强度为中强胶，4h后变为弱凝胶可以根据现场条件对配方进行调整。

2. 现场应用

在完成室内实验后，该配方在现场应用20井次，封堵后进行扩容改造，措施井的生产情况均得到了改善，以九8区2口生产效果较差井为例来说，1号井措施前日产油2.2t/d，措施后生产80天，措施后日产油6.8t/d，增油368t；2号井措施前日产油6.5t/d，措施后生产80天，措施后日产油10.6t/d，增油328t，应用前景广泛。

图1  1号井措施后生产概况

图2  2号井措施后生产概况

3. 总结

（1）经过室内实验评价得到的耐高温凝胶堵剂，该堵剂成胶时间可控，耐温能力好，可以根据现场的实际情况对配方进行调整，保证施工安全的同时还能满足封堵+扩容改造的有关需求。

（2）现场应用后，日产油增量达4.1-4.6 t/d，生产效果显著改善。该研究成果为稠油油藏封堵+扩容改造技术提供了有效依据，对稠油老区持续高效开发具有重要意义。

参考文献：

[1] 张莉伟,游红娟,苏日古,郭文轩.浅层稠油油藏VHSD扩容改造实验研究与应用[J].新疆石油天然气,2023,19(02):69-74.

[2] 刘瑞,于培志.耐高温聚合物凝胶堵剂研究进展[J].应用化工,2021,50(03):736-740.

[3] 周新宇,刘敬平,吕开河等.一种抗高温凝胶封堵剂[J].钻井液与完井液,2022,39(03):294-300.

[4]张志强.一种高温凝胶堵剂的研制及性能评价[J].石油化工应用,2018,37(09):35-40.